Systematické chyby v diagnostice navlhlých transformátorů

1 Systematické chyby v diagnostice navlhlých transformátorů Ing. Altmann, ARS-Group 1. Úvod Základní diagnostika navlhlých výkonových transformátorů je dosud v současné technické praxi převážně založena na měření a vyhodnocení dvou veličin: obsahu vody v oleji odebraného z olejové náplně transformátoru průrazného napětí transformátorového oleje. Tato diagnostická metoda je velmi jednoduchá, celý postup měření počínaje odběrem vzorku oleje z transformátoru, jeho zpracování v laboratoři až po odpovídající diagnostický závěr, je dobře zakotveno v normách [L1] a zdálo by se tedy, že obvyklé požadavky na: •

opakovatelnost (-jak dobře jsem schopen přesně zopakovat svá měření a tím i dojít ke stejnému diagnostickému závěru -)

•

predikovatelnost (-jak dobře jsem na základě měření schopen predikovat chování daného transformátoru v celém rozsahu jeho provozních teplot-)

by měly být snadno splnitelné a návazně by měla být snadno zodpovězena základní otázka zda a za jakých podmínek je možno daný transformátor bezpečně provozovat. Analýza diagnostických závěrů z běžných měření ale ukazuje něco zcela jiného. Klasická diagnostická procedura jeden odběr oleje – jedno měření obsahu vody v oleji a jeho průrazného napětí nám někdy udává velmi rozptýlené hodnoty Cw (ppm) a Up (kV/2.5mm) a to i u stejného transformátoru. Musíme si tedy položit základní otázku, může vůbec jednorázově získaná hodnota obsahu vody v oleji a jeho průrazného napětí sama o sobě věrohodně popsat stav navlhlého transformátoru. Odpověď je bohužel záporná. Důvod je jednoduchý – studený transformátor nám vždy dává nízké hodnoty Cw a vysoké hodnoty Up a naopak, horký transformátor nám poskytuje vysoké hodnoty Cw a nízké hodnoty Up. Pokud například správce transformátorů, ať už záměrně nebo z neznalosti, odebírá olej ze studených transformátorů, tj. za teplot která jsou očividně daleko nižší než teploty které transformátory mohou za provozu dosáhnout a bude tímto způsobem získané hodnoty Cw a Up, vydávat za hodnoty vyhovující normě: dopouští se zcela zásadní a systematické chyby a navíc zastírá skutečný stav svých transformátorů (i silně navlhlé studené transformátory budou vykazovat uspokojivé hodnoty Cw a Up, ale po ohřátí na provozní teploty tyto stroje nesplní limity požadované normou a navíc bude tento transformátor rychle stárnout [L2] ) v případě závažné poruchy, pak pojištovna zcela právem odmítne poskytnout odpovídající pojistné plnění, protože snadno dokáže, že správce musí být odborníkem na danou tématiku, musel tedy o této systematické chybě vědět a tím jak jednal, hrubě porušil své povinnosti. bude osobně zodpovědný za všechny další následky závažné poruchy nebo havarie Tato situace ovšem vyvolává celou řadu dalších a zcela základních otázek: o

můžeme věrohodně diagnostikovat stav navhlého transformátoru bez ohledu na jeho teplotu ?

2 o

můžeme vůbec posoudit věrohodně bezpečnost transformátoru jediným měření obsahu vody v oleji (Cw) a jeho průrazného napětí (Up) ?

o

do jaké teploty můžeme transformátor bezpečně zatěžovat ?

Současná diagnostická metoda nám na podobné otázky neposkytuje žádnou obecně uspokojivou odpověď. Některé pokusy o zlepšení opakovatelnosti a predikovatelnosti měření tím, že odběr oleje budeme provádět pouze za vybrané a „dostatečně vysoké provozní teploty“ transformátoru, jsou totiž v praxi velmi obtížně realizovatelné. Naproti tomu je zcela pochopitelný požadavek, abychom naše měření mohli provést pokud možno kdykoliv, na jakémkoliv typu transformátoru a bez ohledu na jeho zatížení (nikoliv tedy pouze na nějaké předem určené smluvní teplotní hladině, kterou mnohdy nelze ani dosáhnout) a následně provést věrohodné a dostatečně přesné diagnostické závěry.. Tento požadavek není v současnosti splněn a musíme tedy najít diagnostickou metodu, která na základě vhodného měření za jakékoliv provozní teploty daného transformátoru nám dostatečně přesně a jednoznačně popíše chování tohoto transformátoru v celém rozsahu jeho provozních teplot. 2. Zavedení teplotního invariantu Jak jsem ukázali, základním nedostatkem dnešní diagnostiky založené na kvantitativním posouzení hodnot Cw a Up, je jejich závislost na teplotě diagnostikovaného transformátoru∗. Abychom mohli daný systém skutečně jednoznačně a uspokojivě popsat, musíme proto nejprve najít veličinu která je na teplotě daného systému nezávislá – je tedy teplotně invariantní (nemění se s teplotou transformátoru). Literatura [L3] ukazuje, že hledaná veličina je zřejmě Cp (%), v celulozových materiálech.

tj. střední obsah vody

Tato veličinu je samozřejmě pouze smluvní povahy (nelze ji v transformátoru přímo změřit), ale lze ji pomocí rovnovážných diagramů snadno určit z přímo měřitelných veličin : o

obsahu vody v oleji Cw (ppm)

o

střední teploty transformátoru T ( C )

ovšem samozřejmě za předpokladu, že měření obou veličin bylo provedeno v přijatelné teplotní a koncentrační rovnováze daného stroje. Základní otázka tedy zní : je možno hodnotu Cp považovat námi hledaný teplotní invariant našeho transformátoru či nikoliv ? Odpověď je ano – změna hodnoty Cp (%) s teplotou T, je vůči změně hodnoty Cw a Up natolik malá, že ji můžeme s přijatelnou přesností považovat za hodnotu teplotně invariantní Navíc nám její zavedení také principiálně umožňuje splnit i podmínku opakovatelnosti měření, kterou můžeme vyjádřit jako tvrzení: ať je na daném transformátoru měření provedeno za jakékoli teploty, vždy musíme s přiměřenou přesností získat stejnou hodnotu Cp ∗*.

3. Zavedení nového diagnostického paradigmatu ∗

dále budeme a-priori předpokládat, že ve zkoumaném transformátoru se nachází pouze standardní transformátorový olej bez mechanických částic a celuloza s běžným stupněm vystárnutí. *∗ Hodnota Cp se samozřejmě může měnit např. s navlhnutím transformátoru, ale tato změna je velmi pomalá a proto ji můžeme v rámci diagnostiky ist-stavu transformátoru prozatím zanedbat.

3 Současný diagnostický postup je možno popsat následujícím logickým řetězcem: odběr vzorku oleje na libovolné teplotě transformátoru bez ohledu zda je transformátor v ustálenám stavu či nikoliv → změření obsahu vody v oleji a jeho průrazného napětí oleje v laboratoři → posouzení stavu stroje podle normou dané limitní hodnoty → diagnostický závěr : vyhovuje / nevyhovuje Jak jsme již částečně ukázali v Úvodu, toto diagnostickém paradigma obsahuje zásadní chybu v tom, že obecně podceňuje vlivnost teploty transformátoru na hodnoty Cw a Up. Další a neméně závažnou chybou je také skutečnost, že v okamžiku odběru oleje není obvykle nijak zjišťováno, zda je transformátor v uspokojivé teplotní resp. koncentrační rovnováze. Pokud například před odběrem oleje došlo k značným změnách zátěže a tím i teploty transformátoru, je migrace vody mezi celulozou a olejem natolik intenzivní, že hodnota Cw a tím i Up se silně mění v čase. Za těchto okolností nemá vůbec smysl vzorky oleje odebrat resp. analyzovat, protože rozptyl naměřených hodnot vůči minulým hodnotám bude nutně veliký a opakovatelnost měření je tedy nevyhovující. Navíc za těchto podmínek již z principu nelze z naměřené hodnoty Cw a teploty transformátoru určit hodnotu obsahu vody v celulozových izolantech pomocí rovnovážných relací např. [L4], protože tyto relace platí pouze tehdy, pokud je migrace vody mezi olejem a celulozou nulová nebo zanedbatelná. Zde je nutno zdůraznit, že zcela zásadním nedostatkem dnešní diagnostické metody je její neschopnost predikovat nebezpečné stavy transformátoru - její pomocí jednoduše nelze věrohodně určit za jaké teploty transformátoru hodnoty Cw a Up přestanou vyhovovat normě. Pokud použijeme jako základ nového diagnostického paradigmatu teplotní invariant daného transformátoru Cp (%), většina těchto nedostatků odpadá a odpovídající diagnostický postup možno popsat následující logickou sekvenci: odběr vzorku oleje na libovolné provozní teplotě transformátoru → změření obsahu vody v oleji a střední teploty transformátoru za pečlivě kontrolovaného ustáleného stavu → určení teplotního invariantu daného transformátoru Cp (%) → teoretická predikce změny průrazného napětí oleje v celém rozsahu provozních teplot transformátoru (TLC) → změření průrazného napětí oleje Up z daného vzorku oleje v laboratoři →porovnání teoreticky predikované a naměřené hodnoty průrazného napětí na dané teplotě → posouzení stavu stroje podle normou dané limitní hodnoty → diagnostický závěr : vyhovuje / nevyhovuje 4.

On-line měření základních veličin

Pokud chceme získat skutečnou a věrohodnou informaci o stavu našeho transformátoru musíme opustit dosavadní stacionární přístup založený na jednorázovém měření požadovaných veličin a začít měřit a vyhodnocovat změny požadovaných veličin kontinuálně tj. v čase. V praxi to znamená, že musíme být schopni: o

průběžně odebírat olej z olejové náplně transformátoru, měřit co nejpřesněji jeho relativní vlhkost, resp. obsah vody v oleji, pomocí vhodné fyzikální sondy což současně vyloučí systematickou chybu poplatnou vystárnutí oleje [L3].

o

průběžně měřit co nejpřesněji teplotu v horní a spodní části zkoumaného systému olej-celuloza,

o

měřit pouze v přiměřeně ustáleném stavu tj. za podmínek ve kterých je migrace vody mezi celulozou a olejem velmi nízká (a nebude nám naše měření zatěžovat systematickou chybou).

4 Všechny tyto požadavky dobře splňuje nově vyvinutý měřicí přístroj SIMMS [L ]. Jeho pomocí je průběžně odebírán olej z olejové náplně transformátoru, průběžně měřena jeho relativní vlhkost pomocí fyzikální sondy a olej natéká zpět do transformátoru. Současně jsou měřeny teploty odpovídající horní a spodní teplotě vinutí transformátoru. Všechny hodnoty jsou zpracovány vestavěným PLC a po uplynutí zvoleného časového intervalu (obvykle po cca 1 hod.), je na základě zvolených kriterií možno určit, zda je měřený transformátor v přijatelné teplotní resp. koncentrační rovnováze či nikoliv. Pokud po uběhnutí tohoto intervalu zjistíme, že se transformátor nachází v přijatelné rovnováze a je tedy možno vyhodnotit naměřená data s přijatelnou chybou, je následně provedeno vyhodocení pomocí softwarove TRACONAL. Pokud se transformátor očividně nachází v neustáleném stavu je nutno měření přerušit, aby nedošlo k chybným diagnostickým závěrům. Pokud je transformátor zatěžován periodicky s odpovídající zhruba stejnou zátěžovou křivkou je možno SIMMSem provést 24 hod. nebo delší měření, které tuto skutečnost postihne. 5. Vyhodnocení naměřených hodnot Pro realizaci nového paradigmatu musíme nejprve nalézt jednoznačnou a věrohodnou vazbu mezi průrazným napětím Up, teplotním invariantem Cp , a střední teplotou zkoumaného transformátoru TTS. V prvním kroku musíme určit vazbu mezi průrazným napětím oleje Up, obsahem vody rozpuštěné v oleji Cw a teplotou oleje To. Touto problematikou se zabývá práce [L3] , kde je ukázáno, že průrazné napětí oleje Up je možno s postačující přesností popsat velmi jednoduchou relací: (1)

Up = Up, max (1 – RH)

kde : Up,max

…

maximální průrazné napětí dokonale čistého oleje, Up,max ~ 85 kV/2.5mm

RH

….

relativní vlhkost oleje

Téměř lineární pokles hodnoty Up s narůstající relativní vlhkostí oleje v uspokojivém rozsahu RH ∈ (0.05 , 0.8), potvrzují i další práce např. [L 7] nebo [L8]. Tyto relace platí samozřejmě pouze pro samotný olej. V izolační soustavě olej-celuloza transformátoru je nárůstem teploty celé soustavy uvolněna voda z celulozy do oleje a obsah vody rozpuštěné v oleji za rovnovážných podmínek vzroste. To ovšem znamená, že v ideální soustavě olej-celuloza se oba zmíněné vlivy : s nárůstem teploty klesá relativní vlhkost oleje RH a tím stoupá průraznou pevnost oleje Up s nárůstem teploty roste (uvolněním z celulozy) obsah vody oleji, roste RH a tím klesá průrazná pevnost oleje Up se vzájemně a velmi účinně kompenzují. Z hlediska dielektrické stability tedy izolační soustava olej-celuloza představuje téměř ideální řešení izolačního systému transformátoru, ovšem pouze za předpokladu že tato soustava zůstane teplotně jak prostorově, tak časově homogenní (teplotní rozložení je vyrovnané a teplota se v čase nemění). Proč tomu tak je detailně popsáno v [L3], v teplotně homogenní soustavě olej-celuloza je vliv nárůstu obsahu vody v oleji účinně kompenzován nárůstem rozpustnosti vody v oleji a nárůstem teploty skutečná hodnota průrazného napětí oleje v transformátoru tedy výrazně neklesá.

5 Naopak klasické měření (olej byl odebrán na provozní tepotě transformátoru ale jeho prlrazné napětí bylo změřeno v laboratoři při teplotě 20C) jasně udává, že s rostoucí teplotou transformátoru nám průrazné napětí oleje měřené v laboratoři prudce klesá. Došli jsme tedy k jistému rozporu – v teplotně homogením transformátoru (ve kterém díky intenzivnímu proudění oprávněně přepokládáme, že obsah vody v oleji je všude stejný), zřejmě teplotní změna nepředstavuje z hlediska průrazného napětí oleje (Up) větší problém, zatímco v laboratoř nám již udává nepřijatelně nízké hodnoty Up.. Tento problém je ve skutečnosti pouze zdánlivý, protože žádný transformátor nelze považovat za teplotně homogenní. V každém transformátoru vždy existuje teplotní spád který se mění s jeho provedením a zatěžováním. U OFAF a OFAN provedení se blížíme k „teplotně homogennímu transformátoru“, protože teplotní rozdíl mezi spodní a horní částí vinutí je obvykle max. 5 – 8 C, zatímco u provedení ONAN nebo ONAF kde můžeme očekávat i teplotní rozdíly vyšší než 15 – 30 C se blížíme „laboratorním“ podmínkám. Naše analýza nám tedy ukazuje, že při diagnostíckém posouzení transformátoru bychom vlastně měli zvažovat dva limitní stavy: „teplotně homogenní transformátor“ jako nejlepší možný případ „laboratoř“ jako nejhorší možný případ ∗ Řešení tohoto problému je zahrnuto do diagnostického softwaru TRACONAL [L11], jehož hlavní okno se ukázáno na obr. 2.

verifikace TLC naměřenou hodnotou Up TLC – predikce průběhu Up za „laboratorních“ podmínek Predikce max. dovolené teploty transformátoru pro Up,min = 30 kV/2.5mm

Průběh Up jako funkce teploty teplotně homogenního transformátoru

Obr. 1 Hlavní diagnostické okno TRACONALu Z obrázku je dobře patrné, že diagnostický proces realizovaný TRACONALem se již plně přibližuje požadavku predikovatelnosti požadovaného v Úvodu.

∗

pokud budeme smluvní laboratorní teplotu 20C , považovat za nejnižšší možnou teplotu v transformátoru

6 Modrá TLC křivka (Temperature Loading Curve) nám totiž popisuje (predikuje) průběh („laboratorního“) průrazného napětí oleje Up v závislosti na střední teplotě transformátoru v celém rozsahu jeho provozních teplot. Je to vlastně křivka kterou bychom mohli získat také tím, že bychom z našeho transformátoru postupně odebrali velké množství vzorků oleje na ustálených teplotních hladinách v rozsahu od 20 do 100C (zde aktuálně do ca 60C) a v laboratoři pak změřili průrazné napětí oleje z jednotlivých vzorků při teplotě 20C. TLC křivka v obr. 2 je samozřejmě pouze simulace, založená na změřené (invariantní) hodnotě středního obsahu vody v celuloze Cp. Proto je ji vždy nutno, předtím než TLC použijeme pro další diagnostické závěry, uspokojivě verifikovat hodnotami Up naměřenými v laboratoři (viz. bod 1 v obr. 1). Tím samozřejmě současně splňujeme i požadavek věrohodnosti a opakovatelnosti. Náš náhled do dielektrického chování našeho transformátoru se tedy rozšířil a zobecnil, protože jsme pomocí TLC na první pohled schopni kvantitativně posoudit změny průrazného napětí jeho oleje v celém rozsahu operačních teplot našeho transformátoru. TRACONAL nám také poskytuje celou řadu dalších důležitých dat a poznatků, jako je například určení množství vody kterou je nutno odstranit s daného transformátoru pokud chceme dosáhnout požadované průrazné pevnosti při zadané střední teplotě transformátoru, možnost posouzení vlivu částic v oleji na jeho průraznou pevnost, zpětného posouzení přesnosti provedených měření, posouzení efektivnosti případného sušení transformátoru atd., ale tyto aspekty překračují záměr této práce. 6. Závěr Diagnostické závěry založené na jednom odběru oleje z transformátoru, bez ohledu na teplotu transformátoru, bez posouzení zda je transformátor v okamžiku odběru v rovnovážném stavu a bez jistoty že odebraný olej skutečně představuje olej protékající aktivní částí transformátoru, očividně nesplňují požadavek na opakovatelnost ani požadavek predikovatelnosti dielektrického stavu transformátoru. Předložená práce ukazuje jednu z cest jak tento deficit odstranit pomocí odlišného diaqnostického paradigma, které zavedením: přesnějšího on-line měření relativní vlhkosti oleje a teplot transformátoru kvantitativního posouzení ustáleného stavu transformátoru zavedením hodnoty středního obsahu vody v celulozových materiálech s daném transformátoru jako teplotního invariantu zavedením vazby průrazného napětí oleje na jeho relativní vlhkost dovoluje podstatně přesnější popis a predikci chování daného transformátoru v celém rozsahu jeho provozních teplot. Nové paradigma v rámci vazby Up-RH také otvírá zcela nový pohled na interní dielektrické poměry v transformátoru. Tímto zavedením již musíme opustit dnešní a-priorní představu konstantní hodnoty průrazné pevnosti (Up) v celém transformátoru a respektovat skutečnost, že v našem transformátoru vždy existuje rozložení hodnoty Up s ohledem na teplotu oleje. Naproti tomu není nutno zcela opustit dnešní „smluvní“ hodnotu Up změřenou v laboratoři na 20C. V článku je ukázáno, že tato hodnota svoje diagnostické oprávnění nijak výrazně neztrácí, musí být pouze správně interpretována. Literatura

7 L1

VDEW –Őlbuch Band 2 – Isolierflüssigkeiten 7. Ausgabe 1996, ISBN 3-8022-0496-4

L2

Lungaard et all: Aging of Oil-Impregnated Paper in Power Transformers IEEE TRANSACTIONS ON POWER DELIVERY, VOL.19, NO.1, JANUARY 2004

L3

Altmann The dielectric strenght of the transformer oil and its impact on the diagnostic of power transformers www.ars-altmann.com/News

L4

Altmann, Bukvis Feuchtigkeit der Isollierstoffe in Transformatoren - Beurteilung der Diagnoseverfahren EW 5, 2004, ISSN 1619-5795 – D9785 D

L5

SIMMS Solid Insulants Mobile Measurement System www.ars-altmann.com

L5

Hoehlein, Thiess Wasergehaltsbestimmung in Transformatoren – Moeglichkeiten und Anwendungsgrenzen von Feuchtevertielungskurven Siemens AG, Nuernberg, e-mail: [email protected]

L6

….

Koch et all.: Wasser in Leistungstransformatoren, Richtig messen und den Zustand beurteilen Stuttgarter Hochspannungs-Symposium 15-16 Maertz 2006, Leinfelden

L10

Y. Du et al.: Moisture equilibrium in transformer paper-oil systems IEEE El. Ins. M.,1999, Vol.15, No 1

L11

.....

TRACONAL TRansformer CONtamination AnaLyse www.ars-altmann.com